3.1 전압강하 지수

전압강하는 저항(R), 리액턴스(X)와 부하전류(I), 역률 cos ⴱ에 의하여 결정되며 그림 2의 벡터도와 식 (1)과 같이 표현된다^(9,10).

Fig. 2. Phasor Diagram of Voltage Relations for Voltage Drop Calculations

여기서 $V_{drop,\:t}$는 전압강하, $e_{S,\:t}$는 계통 전압, $I_{load pu,\: t}$는 부하전류, $\%R_{load}$는 변압기, 케이블을 포함한 저항, $\%X_{load}$는 변압기, 케이블을 포함한 리액턴스, $\cos\theta_{load,\:t}$는 부하역률 이다.

식 (1)에 의하면 전압강하는 X가 R보다 클 때 또는 부하전류가 크거나 부하 역률이 낮을수록 크다.

3.2 역률 요금 지수

국내에서 적용 중인 역률 요금제는 09시부터 23시까지는 지상역률에 대하여 적용하며, 평균역률이 90%에 미달하는 경우에는 미달하는 역률 60%까지 매 1%당 기본요금의 0.2%를 추가하고, 평균역률이 90%를 초과하는 경우에는 역률 95%까지 초과하는 매 1%당 0.2%를 감액하며, 23시부터 09시까지는 진상역률을 적용하며, 평균역률이 95%에 미달하는 경우에는 역률 60%까지 매 1%당 기본요금의 0.2%를 추가해 주고 있다.

역률 요금제를 이용하여 역률 요금 지수를 그림 3과 식 (2)에 산출하여 나타내었다⁽¹¹⁾.

Fig. 3. Cost Factor for Power Factor

(2)

여기서 $\lambda_{t}$는 $t$ 시간에서의 역률 요금 지수이며, 이는 역률 요금제의 인센티브와 페널티 값을 반영한 값이다. $PF_{t}$는 $t$ 시간에서의 PCC 점의 역률, $PF_{\min}^{lead}$는 진상역률 최솟값(60%), $PF_{\min}^{lag}$는 지상역률 최솟값(60%), $PF_{\max}^{lead}$는 진상역률 최댓값(90%), $PF_{\min}^{log}$는 지상역률 최댓값(95%)이다.

3.3 NPV 경제성 평가

산업용 수용가의 ESS 최적 용량 산정에 대한 경제성 평가를 위해 NPV를 이용하였다. 현재가치로 환산된 연차별 순편익의 합계에서 초기 투자비용 및 현재가치로 환산된 연차별 비용의 합계를 뺀 값으로 도출된 NPV는 식 (3)과 같다.

여기서,

여기서 N은 ESS의 수명, $C_{0}$는 ESS 관련 설비 초기 설치비용, r은 할인율, $B_{n}$은 ESS를 이용한 편익, $C_{n}$은 ESS 운영 비용이다. 역률요금제에 의한 인센티브/페널티 요금은 편익에 포함하였다.

여기서 $B_{n}^{Discharge}$는 ESS 방전에 의한 이익, $B_{n}^{PDR}$은 최대수요전력절감으로 인한 이익, $B_{n}^{base}$는 기본요금할인 이익, $B_{n}^{PF}$는 역률요금제로 인한 인센티브/페널티 요금, $P_{n,\:t}^{E}$는 $t$ 시간의 전기요금, $S_{n,\:t}^{Discharge}$는 ESS 방전량, $P_{n,\:m}^{base}$은 월 기본요금, $S_{n,\:m}^{Old peak}$은 이전최대수요전력량, $S_{n,\:m}^{New peak}$은 ESS 사용으로 인한 새로운 최대수요전력량, $S_{n,\:m,\:peak hour}^{Discharge}$는 최대부하 시간대에 방전한 ESS 전력량, $S_{n,\:m,\:peak hour}^{Charge}$는 최대부하 시간대에 충전한 ESS 전력량, $D_{n,\:m}^{w}$은 평일 일수, $C_{n}^{Charge}$은 ESS 충전 비용, $C_{n}^{\text{O&M}}$은 ESS 유지보수 비용이다.

국내에서는 2020년까지 충전요금 50% 할인과 기본요금할인 3배를 적용하고 있다. 본 논문에서는 앞으로 설치될 ESS 용량 산정을 고려하여 이를 반영하지 않았으며, 앞으로의 전기요금제도 변화에 따라 변경될 수 있다. 경제성 평가에 사용된 ESS 파라미터는 표 2와 같다.

3.4 ESS 용량 산정 알고리즘

그림 4는 본 논문에서 제안하는 ESS 용량 산정 알고리즘을 보여준다. 수용가의 전력부하 분석을 통해 ESS 용량 민감도 지수($S^{ESS}$)를 산정한 후 계통연계 기준인 Grid Code의 전압 및 주파수 조건을 검토하여 ESS 용량을 산정한다. 여기서 $S^{ESS}$는 ESS 용량 민감도 지수로 수용가 계약전력 대비 ESS 용량이며, 이 값이 클수록 ESS 용량이 큰 것을 의미한다.

우선, NPV 경제성 평가를 통한 ESS 용량을 산정한다. ESS 충/방전 운영 시 Grid Code 조건에 부합되는지 확인을 위해 전압강하 지수와 역률요금 지수를 적용하여 검토한다. 만약 전압과 역률 조건을 만족시키지 못 할 경우 ESS 용량 민감도 지수를 변경하여 재분석을 한다. 최종적으로 Grid Code 조건을 모두 만족하는 ESS 용량 민감도 지수를 산출하여 최적 ESS 용량을 산정한다.

Fig. 4. The Algorithm for Estimation of ESS Capacity

4.1 계통 구성 및 운영 조건

ESS 운영에 따른 영향 평가를 위해 국내 산업용 수용가 공장 계통을 사례로 연구를 수행하였으며, 계절별 최대부하일의 부하곡선은 그림 1에 주어져 있다. 표 3과 표 4의 산업용전력(을), 고압B, 선택 II 요금제를 적용하여 최대부하 시간대에 충전을 하고 경부하 시간대에 방전하여 전기요금 절감하는 운영을 한다.

4.2 $S^{ESS}$에 따른 Grid Code 영향 평가

산업용 수용가에 ESS 용량 민감도 지수($S^{ESS}$)에 따른 ESS 충·방전 운영 시 PCC 점에서의 역률 및 전압 변화에 대한 Grid Code 영향 및 용량 적정성 분석을 하였으며, 그 결과는 그림 5, 그림 6과 같다.

ESS 충·방전 운영 시 ESS 용량 민감도 지수가 커질수록 그림 5(a)와 같이 여름철 새벽 시간대에 부하 역률이 낮은 경우는 역률 보상 효과를 보이며, 그림 5(b)의 겨울철 피크부하 시간대에는 역률이 급격히 저하되어 계통연계기준을 초과하여 운전하게 된다. ESS 용량이 클수록 그 값의 변화가 큰 것을 확인할 수 있다. 특히 계절별 부하 패턴의 편차가 큰 수용가에서 이러한 문제가 발생할 수 있다.

Fig. 5. Power Factor at PCC by ESS Capacity Factor

그림 6은 ESS 용량 변화에 따른 전압 변화를 보여주고 있으며, ESS 충·방전이 PCC 점의 전압 강하에는 큰 영향을 끼치지 않음을 확인하였다.

Fig. 6. Voltage at PCC by ESS Capacity Factor

4.3 경제성 평가 및 적정 용량 산정

산업용 수용가의 피크저감용 ESS 운영시 ESS 설치 여부 및 용량 산정을 위한 경제성 평가를 위해 NPV를 이용하였다.

$S^{ESS}$에 따른 NPV 경제성 평가 결과는 그림 7과 같으며, $S^{ESS}$가 0.17 일 때 가장 높은 NPV를 얻었다. 임의의 용량까지는 ESS 용량이 클수록 수익이 높게 발생하지만 국내 전기요금제도에 따른 인센티브/페널티를 고려할 경우 각 수용가에 따른 최적 용량을 결정해야 한다는 것을 알 수 있다.

Fig. 7. NPV Economic Analysis by $S^{ESS}$

$S^{ESS}$가 0.17인 ESS의 용량이 가장 좋은 경제성을 가지지만 이 용량의 ESS를 이용하여 충·방전 운영 시 Grid Code의 역률 기준을 초과하는 것을 확인할 수 있다 (그림 8). 이는 국내 전기요금제의 역률요금 페널티를 내더라도 더 큰 용량의 ESS를 운영할 경우 더 높은 편익을 가질 수 있음을 의미한다. 하지만 Grid Code를 고려할 경우 그림 8 (c)에서 확인할 수 있듯이 전압과 역률 기준을 모두 만족하며 최대 수익으로 운영 가능한 $S^{ESS}$가 0.14인 ESS 용량을 선정해야 한다. 해외 프로젝트 또는 연계기준이 강화될 경우 이러한 사항을 고려하여 ESS 계통 운영 시나리오 선정과 ESS 용량 산정이 필요할 것이다.

Fig. 8. The Estimation of ESS Capacity Considering Grid Code Requirements